Приложение к свидетельству № 60117
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения,
формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным
организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и
реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической
энергиипо
ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства
приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных
компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325 (далее – УСПД),
устройство синхронизации системного времени на базе Garmin 35LVS (далее – УССВ-35LVS) и
технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя
сервер с программным обеспечением (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные
рабочие места (далее – АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для
организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Лист № 2
Всего листов 10
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт∙ч.
Для ИК 1-9 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интер-
фейса RS-485 поступает на входы УСПД. Для ИК 10, 13-16, 18-20 цифровой сигнал с выходов
счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы GSM-модемов, далее информация
передаётся в УСПД. Для ИК 21 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям
связи поступает на входы радио-модемов, далее информация передаётся в УСПД. В УСПД про-
исходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на верхний уровень сис-
темы.
По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень
системы с помощью средств для организации локальной вычислительной сети. На верхнем –
третьем уровне системы осуществляется обработка измерительной информации, формирование
и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал
ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по кана-
лу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с
приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния
средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Поло-
жению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оп-
тового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного вре-
мени УССВ-35LVS. Сличение часов УСПД с УССВ-35LVS производится 1 раз в 30 минут, кор-
рекция часов УСПД осуществляется при обнаружении расхождения более чем ± 2 с. Погреш-
ность хода внутренних часов не более ± 2 с. Сравнение показаний часов сервера с часами
УСПД производится 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера БД выполняется при расхо-
ждении показаний с часами УСПД на величину более ± 2 с. Сравнение показаний часов счетчи-
ков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Кор-
ректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и ча-
сов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от
счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера БД реализована с помощью
каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время
(дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Лист № 3
Всего листов 10
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР», в
состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программ-
ного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое про-
граммными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные
признаки
Значение
Am-
e
ИдентификационноEn-Al-
наименование ПО
е
rserver.exAmrc.exeAmrа.exeCdbora2.dll
cryptdll.dll phamess.dll
Номер версии (иден-
тификационный но-5.05.01
мер) ПО
0b56f71f1 e983486890e369a295d8c1bbb40939ce052b8c331abb
Цифровой0b4bda37effc6f699b 6788fedf0 86f5cc2d6295fbcbbba5e3444417
идентификатор ПО4cbea5f97 99c58690b 88363725004a839d1400eeae8d0eee9317d
a0d4a79e82065621e 4295 0572c 635cd
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
ОАО «Павловск Неруд» и их
Измерительные компоненты
УСПД
1
ПС 110/35/10/6
кВ Павловск-4
ОРУ-35 кВ
1 с.ш. Ввод
35 кВ №1
ТФН-35М
600/5
Кл. т. 0,5
Зав. №3535
Зав. №3547
2
ПС 110/35/10/6
кВ Павловск-4
ЗРУ-6 кВ 1 с.ш.
Ввод 6кВ №1
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
метрологические характеристики
Но- Наименование
мер точки измере-
ИКний
ТТТНСчетчик
тро-
греш-
ность в
Метрологиче-
ские характери-
Видстики ИК*
элек-
Основ-
Погреш
энер-
ная по-
рабочих
гии
ность,
услови-
%
ях, %
1
2
3
89
Ак-
тивная
Реак-
тивная
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
ТПШЛ-10
4000/5
Кл. т. 0,5
Зав. №4514
Зав. №4516
тивная
Реак-
4567
ЗНОМ-35-65
35000/100СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №1011410Зав.
Зав. №1174870 №0120070135RTU-325
Зав. №1185562Зав. №
НТМИ-6-66СЭТ-4ТМ.03
002573
Ак-
6000/100 Кл. т. 0,2S/0,5
Кл. т. 0,5Зав.
Зав. №5588 №0101070728
тивная
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
Лист № 4
Всего листов 10
89
3ОРУ-35 кВ
Кл. т. 0,5
35000/100
Зав. №1023984
СЭТ-4ТМ.03
№0101072330
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
4Кл. т. 0,5
4000/5тивная
Зав. №1829Реак-
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
ПС 110/35/10/6
Зав. №326
Кл. т. 0,Кл. т. 0,5
Зав. №984
СЭТ-4ТМ.03
РУ-10 кВ 2 с.ш.Зав.
Реак-
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
ПС 110/35/10/6
кВ Павловск-4
Зав №1680
Зав. №1012
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
РУ-10 кВ 1 с.ш.Зав.
Реак-
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
7
Кл. т. 0,5
Зав. №94844
100/5тивная
Реак-
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
яч.26
100/5
8Кл. т. 0,5
№0108070606
тивная
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
ЗРУ-6 кВ 2
с.ш.
яч.18
Зав. №5897
4ТМ.03М
100/5тивная
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,7
75/5
Кл. т. 0,5
Зав. №77060
Зав. №77059
± 0,9± 2,9
± 1,9± 4,5
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.
№0120070121
RTU-325
Зав. №
002573
Продолжение таблицы 2
1234567
ПС 110/35/10/6 ТФН-35М
ЗН
О
М-35
-
65
Ак-
кВ Павловск-4 600/5
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
тивная
2 с.ш. ВводЗав. №3546
За
в
.
№
1023796За
в
.
Реак-
35 кВ №2Зав. №2729
Зав. №1023963
тивная
ПС 110/35/10/6
ТПШЛ-10
НТМИ-6-66СЭТ-4ТМ.03
Ак-
кВ Павловск-4 6000/100 Кл. т. 0,2S/0,5
ЗРУ-6 кВ 2 с.ш.Кл. т. 0,5Зав.
Ввод 6кВ №2
Зав. №1827
Зав. №5872 №0108075560
тивная
ТПОЛ-10НОМ-10-66 Ак-
5
кВ Павловск-4
1500/5
5
10000/100
Кл. т. 0,2S/0,5
т
и
в
н
ая
Ввод 10 кВ №2
За
в
.
№
21856 За
в
.
№
908
№0108078104
тивная
ТПОЛ-10НОМ-10-66Ак-
1500/5 10000/100 тивная
6Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5
Ввод 10 кВ №1
Зав.
.
№12063Зав. №1029
№0108078063
тивная
ПС 110/35/10/6
ТПЛМ-10
НТМИ-6-66СЭТ-4ТМ.03
А
к-
кВ Павловск-4 6000/100 Кл. т. 0,2S/0,5
ЗРУ-6 кВ 1 с.ш.Кл. т. 0,5Зав.
яч.7
Зав. №94877
За
в
.
№
1996 №0108070613
тивная
ПС 110/35/10/6
Т
П
ЛМ-10
СЭТ-4ТМ.03
А
к-
кВ Павловск-4 Кл. т. 0,2S/0,5
З
Р
У-6 кВ
2
с
.ш.
Зав. №60660 НТМИ-6-66
За
в
.
Реак-
Зав. №917926000/100 тивная
ПС 110/35/10/6
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
СЭТ-Ак-
9
кВ
П
а
вловс
к
-4
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №10089Зав.Реак-
Зав. №10084 №0811121253 тивная
Т-0,66 У3
СЭТ-Ак-
КТП 6/0,4 кВ 4ТМ.03.08 тивная
10 №33 вывод 0,4—Кл. т. 0,2S/0,5
кВ ТМ-100 кВАЗав.Реак-
Зав. №76002
№0108079410 тивная
ПС 35/10 кВ ТПОЛ-10 НОМ-10-66 Ак-
Павловск-5 РУ- 1000/5 10000/100 тивная
1310 кВ 2 с.ш.Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5
Ввод 10 кВ №2 Зав. №12569Зав. №1359Реак-
яч.17Зав. №12561Зав. №1364 тивная
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
Лист № 5
Всего листов 10
—
—
—
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №3469
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №3461
—
89
4
НОМ-10-66
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №2325
Зав. №1058
тивная
Реак-
567
СЭТ-4ТМ.03
А
к-
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.
№0120071247
тивная
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,6
ТСН-2
Кл. т. 0,5
СЭТ-Ак-
4ТМ.03.08 тивная
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.Реак-
№0108079654 тивная
± 0,9± 2,9
± 1,9± 4,5
ТСН-1
Кл. т. 0,5
СЭТ-Ак-
4ТМ.03.08 тивная
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.Реак-
№0108079297 тивная
± 0,9± 2,9
± 1,9± 4,5
0,4 кВ Т-2
Кл. т. 0,5
± 0,9± 2,9
± 1,9± 4,5
РУ-
35 кВ Вв
Зав.
Зав.
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,7
РУ-
35 кВ Вв
Зав.
Зав.
СЭТ-Ак-
4ТМ.03М тивная
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.Реак-
№0811140378 тивная
± 1,1± 3,0
± 2,3± 4,7
ТМ-630 кВА
Кл. т. 0,5
Продолжение таблицы 2
123
ПС 35/10 кВТПОЛ-10
Павловск-5 РУ- 1000/5
14 10 кВ 1 с.ш.Кл. т. 0,5
Ввод 10 кВ №1 Зав. №11157
яч.2Зав. №16905
Т-0,66 У3
ПС 35/10 кВ
100/5
15 Павловск-5
Зав. №20921
Зав. №33907
Зав. №7437
Т-0,66 У3
ПС 35/10 кВ
100/5
16Павловск-5
Зав. №66911
Зав. №41639
Зав. №84384
Т-0,66 М У3
ТП 10/6/0,4 кВ
600/5
18№15
Вы
вод
Зав. №316793
Зав. №316794
Зав. №316796
GIF 40.5
150/5
ПС 35/6 кВ
Кл. т. 0,5S
19
О
Павловск-3
од
№30933879
35 кВ
Т-1
№30933878
Зав.
№30933880
GIF 40.5
150/5
ПС 35/6 кВ
К
л
. т. 0,5S
20
О
П
а
вло
вск
-3
од
№30933882
35 кВ
Т-2
№30933881
Зав.
№30933883
ТТИ-125
ТП-45 6/0,4 кВ
1500/5
21вывод 0,4 кВ
Зав. №Н27436
Зав. №Н27050
Зав. №Н27402
СЭТ-Ак-
4ТМ.03.08 тивная
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.Реак-
№0108079416
RTU-325
тивная
Зав. №
002573
СЭТ-Ак-
4ТМ.03М тивная
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.Реак-
№0811141007 тивная
СЭТ-Ак-
4ТМ.03.08 тивная
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.Реак-
№0108079382 тивная
± 0,9± 2,9
± 1,9± 4,5
Лист № 6
Всего листов 10
*Примечания
1Вкачествехарактеристикпогрешностиуказаныграницыинтервала
(соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и
реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.
2Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos
j
= 0,9инд.;
частота (50 ± 0,2) Гц;
-
температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.
3Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,01 (0,05) – 1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 –
0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн
2
; диапазон
силывторичноготока(0,01–1,2)Iн
2
;диапазонкоэффициентамощности
cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
температура окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
4Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % I
ном
cos
j
= 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до
плюс 40 °С.
5Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УСПД на однотипные
утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ
порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
6Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счётчикСЭТ-4ТМ.03–среднеевремянаработкинаотказнеменее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
УСПД RTU-325 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, сред-
нее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
Лист № 7
Всего листов 10
-
сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-
ка бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счётчика:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике.
-
журнал УСПД:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчика электрической энергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД;
-
сервера.
-
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
-
счетчика электрической энергии;
-
УСПД;
-
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений;
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – тридцатиминутный профиль на-
грузки в двух направлениях не менее 111 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль на-
грузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
-
УСПД RTU-325 – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электро-
энергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу –
45 сут; сохранение информации при отключении питания – 5 лет;
Лист № 8
Всего листов 10
-
сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
на систему
электроэнергии
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
(АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
15
3
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Тип
Количество
№
Госреестра
3690-73
1423-60
1261-59
2363-68
1276-59
36382-07
56411-14
4
4
8
4
2
9
6
ТТИ
28139-07
3
36382-07
912-70
2611-70
4947-75
4947-98
3
6
4
4
4
Наименование компонента
компонента
Трансформаторы тока ТФН-35М
Трансформаторы тока ТПШЛ-10
Трансформаторы тока ТПОЛ-10
Трансформаторы токаТПЛМ-10
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10
Трансформаторы тока Т-0,66
Трансформаторы тока GIF 40.5
Трансформаторы тока измерительные на номинальное
напряжение 0,66 кВ
Трансформаторы токаТ-0,66 М У3
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65
Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66
Трансформаторы напряжения НОМ-10-66
Трансформаторы напряжения НОМ-10-66
Трансформаторы напряжения
Н
А
МИ
-
35
УХЛ1
19813-09
2
СЭТ-4ТМ.03
27524-04
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
trial-08
—
1
1
Сервер
—
1
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройство сбора и передачи данныхRTU-325
Устройство синхронизации системного времени —
HP ProLiant
DL320 G3
Методика поверки—
Паспорт-формуляр—
Руководство по эксплуатации—
—
—
—
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 61906-15 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд».
Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 августа
2015 г.
Лист № 9
Всего листов 10
Документы на поверку измерительных компонентов:
-
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика повер-
ки»;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой повер-
ки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
10 сентября 2004 г.;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом
«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ,03М, СЭТ-4ТМ.02М. Ру-
ководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
УСПД RTU-325 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус
20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до
100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Павловск Неруд». Руководство
пользователя» ЭСКВ.466645.015.И3.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Акционерное общество «АтомСбыт»
(АО «Атомсбыт»)
Юридический адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а
Почтовый адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а
ИНН 3666092377
Тел.: (473) 253-09-47
Факс: (473) 222-71-41, 222-71-42
E-mail:
Лист № 10
Всего листов 10
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
(ООО «Техносоюз»)
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1 стр.2
Тел.: (495) 640–96–09
Факс: (495) 640–96–06
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул.Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии__С.С. Голубев
М.п.« ____ » _____________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.